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罚!罚!10W+!!锅炉酸洗不彻底化学监督不重视的后果!!!

发布时间:2019-10-08 18:55 作者:ag8下载

  #8锅炉为东方锅炉(集团)股份责任公司根据引进三井巴布科克燃烧工程技术设计制造的DG2060/17.6-π1型亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架汽包炉。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁,水循环方式为自然水循环。

  2019年2月25日08时22分,#8机组负荷475MW,A、C给水泵运行,给水流量1578t/h,汽包水位-51mm,6台磨煤机运行,总煤量284t/h,锅炉总风量1885t/h,炉膛负压-98Pa,A/B引风机电流256A/262A,机组各参数正常。

  08时23分41秒,#8炉炉膛负压突升至+360Pa(保护定值±2500Pa)、A/B引风机电流分别突升至277A/299A,炉膛后墙A、B、F层燃烧器火检信号减弱,锅炉给水流量突升至1757t/h,汽包水位下降至-165mm(如图1)。运行人员就地检查发现,#8炉膛右侧(北侧)墙标高20米靠近炉膛#2角部位有泄漏声。

  运行人员汇报厂内值班领导并通知检修人员检查确认,08时38分,运行人员依次手动停F、B磨煤机,快速降负荷,降低主汽压力,09时左右将机组负荷稳定在270MW,主汽压力稳定在7.89MPa左右,锅炉总风量稳定在1830t/h,A/B引风机电流稳定在141A/140A左右,并维持炉膛负压、汽包水位稳定。与此同时,锅炉检修人员就地检查确认水冷壁泄漏。

  #8机组于25日22时30分,根据调度命令解列备用。本次#8炉水冷壁泄漏机组被迫停运,损失电量约3285MWh。

  2月26日03时50分,检修人员通过17.5米运转层左侧墙人孔门检查核实,泄漏位置在#8炉右侧墙#2角标高20米(A层燃燃烧器下部层)后墙起第28根水冷壁管向火面(见图2)。26日09时,检修人员从炉膛外部将泄漏管段及左右两侧相邻管段(第27、29根)割下,所割管段长度约1000mm(爆口在光管与内螺纹管对接焊口上100mm处),检查爆口长度200mm、最宽处20mm,爆破管子向火面内螺纹面存在结垢现象,呈连续线根)有不连续的腐蚀点(如图4),对所割管段上下管内窥检查均无可见腐蚀点。

  进一步扩大检查范围,对炉膛前、后墙及左、右墙分别割窗口短节管进行内窥检查,具体情况如下:右墙水冷壁标高36米处(上层燃烬风层)割窗口短节管182根、标高30米处(C层吹灰器处)割窗口短节管10根,割管长度600mm,内窥检查发现存在腐蚀管104根;左墙标高36米处割窗口短节管182根,标高30米处割窗口短节管10根,割管长度600mm,内窥检查发现存在腐蚀管121根;前墙标高40米处(上层燃烬风上部)割窗口短节管104根、标高20米处(水冷壁光管与内螺纹管对接焊口处)割短节管120根,内窥检查发现存在腐蚀管56根;后墙标高40米割窗口短节管104根、标高20米处割短节管120根,内窥检查发现存在腐蚀管92根。截止3月18日,所有换管工作全部结束,焊口全部检测合格,并进行锅炉水压、严密性试验均合格。

  1.#8炉正常运行时给水溶氧偏高(最高达60ug/L),2018年供热工程改造投运后,给水溶氧最高达120ug/L,超标严重。

  2.#8机组正常运行时给水电导率基本运行在上限(规程规定≤0.15us/cm),最高达0.28us/cm,供热改造后含盐量有所上升,最高值超过0.35us/cm。

  3.#8机组供热系统投运后,疏水水质经手工化验合格后回收,化验每周一次由化验室手工取样化验,化验周期偏长,水质监督的实时性差。

  4.水汽系统氯离子监测为送检项目,送检周期为一年,华北电科院化学所对炉水氯离子进行实测。主要原因是华北电科院化学所同时承担着28家火电单位汽水品质的监督化验任务,检测、分析工作量较大所致。

  5.供热水质在线氢电导率表取样点为负压系统,无法取出水样,在线氢电导率表无法投运,供热投运后依靠凝结水在线表计对凝结水箱出水进行监控,样品测量有偏差。

  6. 集控运行人员在接到《水汽品质劣化通知单》后,反应不及时,锅炉连排调整门开度保持在10%左右,存在连排调整门开度调整滞后现象。

  2016年#8机组A级检修时进行了锅炉酸洗,酸洗采用:盐酸+缓蚀剂+钝化剂工艺,锅炉酸洗后冲洗不彻底,水冷壁螺纹管未清洗下来的氧化皮及污垢等物质残存,在水冷壁高温区向火面,形成初期腐蚀产物,腐蚀产物由于阻碍传热使壁温升高产生氧化腐蚀,随着氧化腐蚀产物增加传热更加恶化使腐蚀速度进一步加快形成恶性循环。

  因此,本次#8炉水冷壁管泄露的主要原因是主要是由于锅炉酸洗后残留杂质结垢,水冷壁垢下局部腐蚀所致。

  在#8炉运行中,给水溶氧、炉水含盐量偏高未引起重视,特别是#8机供热改造工程结束系统投运后,系统疏水回收后炉水劣化加重,对腐蚀速度也有较大的影响,锅炉汽水指标监督不到位。

  #8机供热改造后,对炉水含盐量超标导致的炉水电导率、过热蒸汽Na含量长期超标、凝结水、给水氢电导超标现象,化学监督未进行应有的监督、跟踪,对新增供热设备对汽水品质的影响认识不到位,没有根据汽水品质出现的异常进行研究、分析并制定防范措施,此外对凝结水、给水溶氧长期超标现象缺乏分析研究,未制定针对性的防范措施。

  #8炉酸洗方案制定时,各级审批人员未认真开展分析与评估,对酸洗介质(盐酸)造成氯离子残留及酸洗后冲洗不彻底杂质残留附着在受热面,造成受热面腐蚀的风险认识不到位。

  2018年#8机组供热系统改造投运后,各级技术人员对系统改造后易造成机组水质劣化、设备腐蚀等隐患认识不足、排查不到位。

  化学在线表计维护不及时、故障率高,同时化学监督运行人员对汽水指标整体偏高尤其在供热投入后普遍超标现象、在线仪表数据超标及仪表显示异常等现象关注不够。

  化学监督运行人员只是按规定对监督数据按时抄表,对报表中异常参数未根据汽水流程参数变化规律,进行相应的分析,对报表中超标参数未及时进行原因分析、后续跟踪。

  供热水质在线氢电导率表无法投运,化学仪表运行周期长,部分化学在线表计故障率高,发生在线仪表无数值、失灵、故障等情况下,消缺不及时造成指标监测的及时性存在不足。

  发电二车间在接到《水汽品质劣化通知单》后,没有根据《#7、#8机组集控运行规程》第5.6.6.2条规定(锅炉正常运行时,应根据汽水品质控制要求及化验结果,适时调整调节阀开度和排污时间)及时调整锅炉排污,以完成第5.1.6条规定(保持合格的水质和蒸汽品质)的调整任务,排污调整存在滞后现象。汽机分公司对真空严密性差、除氧器除氧能力不足等问题,缺乏有效处理手段。对凝结水、给水溶氧超标及锅炉汽水指标异常现象分析、研究不及时、不到位,未组织制定有效措施控制锅炉汽水指标。

  因#8机精处理系统未配置混床系统,对离子态铁、硅等溶解杂质处理能力低,各级人员对汽水指标监督、控制的重要性认识不到位。

  对化学监督日常报表及汽水指标出现异常后缺乏应有的分析、研究,指标异常后未组织制定控制措施落实责任单位限期调整、未跟踪监督控制情况;对设备系统改造后的汽水指标影响缺乏分析研究;对锅炉酸洗工艺流程审核、把关不到位,锅炉酸洗后杂质残留造成的风险认识不到位。

  每天生产例会由化学车间通报水汽指标异常情况,运行单位及汽机等相关检修单位对异常指标进行原因分析并及时采取措施控制。

  对所有在线仪表进行手动测试比对,运行人员每两小时操表一次,化学车间主任、专工、班长每日对报表进行分析、检查,超出机组汽水指标控制标准的,及时联系主控运行人员加大排污,严格控制汽水指标在运行限制之内。

  加强在线化学仪表的日常维护管理,特别是PH、氢电导率表日常维护工作,确保仪表投入率及准确率,并定期进行手动测试比对仪表。

  将在线仪表缺陷纳入缺陷管理系统,在线仪表初次投运及显示异常时,运行人员应及时下达缺陷通知通知单,在线仪表消缺投运后,及时进行手工测试比对仪表。

  现阶段炉水采用NaOH加药调整工况,控制炉水pH在9.5~9.7、电导10µS/cm左右,不宜超过15µS/cm,给水加药控制pH在9.4~9.6。

  机组启动预留化学水冲洗时间,加强机组冷热态冲洗及各项水汽品质清洁措施的执行,控制给水、蒸汽氢电导率在期望值(0.10µS/cm以下),机组并网初期,值长加强对汽水指标的关注,发生水质超标情况时,应及时查明原因,调整排污开度,尽快使水质合格。

  对供热加热器增设分采取样装置,加强热网回水水质监督,开展并完成供热改造后在线检漏监测取样点的重新选位及监督表计配置工作,具备实施条件的就近引入DCS控制系统。

  在现有条件下,加强对供热系统设备日常检修和运维管理,发现供热系统渗漏、泄漏,根据水质及时隔离设备系统,防止机组水汽系统污染。

  对凝结水系统严密性进行全面、细致的排查疏理,对系统补水控制方式进行优化,降低凝结水溶氧指标。

  针对供热期水汽品质稳定性差的情况,申报优化升级精处理系统,增设全套精处理离子除盐混床及再生装置系统,增设炉水氯离子在线检测仪表,对炉水氯离子进行在线监控。

  加强对今后锅炉酸洗工艺过程控制措施,提高酸洗质量,加强对酸洗前后冲洗过程中汽水品质的控制调整。

  完善指标告警制度,落实监督网各级人员监督职责,强化指标告警过程管控,杜绝类似事件的发生。

  依据厂(公司)《生产安全事件管理标准》,认定本次事件为设备一类障碍,责任单位为化学车间、生产技术部,责任占比为70%、30%。

  依据厂(公司)《月度利润奖管理考核办法》、《安全管理奖惩办法》、《控制机组非停专项工作奖励办法(试行)》,对本次设备一类障碍的责任单位、管理部门及相关责任人,具体考核如下:

  1.1)对责任单位化学车间责任班组二期化学运行班正副班长(2人)及现场化验班(5人)人均考核500元×70%=350元,合计考核350元/人×7人=2450元。

  1.2)对责任单位生产技术部本部管理人员(17人)人均考核500元×30%=150元,合计考核150元/人×17人=2550元。

  2.2.1)对责任单位化学车间(正式在岗104人+集体39人=143人),人均考核50元×70%=35元,合计考核35元/人×143人=5005元。

  其中,正式在岗104人考核3640元由化学车间内部落实责任人分解考核,考核结果报安全监察部备案,集体39人考核1365元由工程管理部在合同款结算时兑现考核。

  2.2.2)对责任单位生产技术部(40人),人均考核50元×30%=15元,合计考核15元/人×40人=600元。

  2.2.1)汽机分公司对#7、#8机长期存在的真空严密性差、除氧器除氧能力不足的问题,缺乏有效处理手段,除氧器出口给水溶氧长期超标,考核汽机分公司1500元。

  2.2.2)发电二车间在接到《水汽品质劣化通知单》后,未按规程规定及调整锅炉排污量调整门控制锅炉汽水指标,考核2000元。

  2.3.1)化学车间运行技术专责郝某,作为车间内部分管现场化验的运行专责,对在线表计操表数据分析、研究不到位,对运行人员的日常管理不到位,对本次事件负有技术管理不到位的责任,考核3000元。

  2.3.2)化学车间检修技术专责何某某,作为车间内部分管检修工作的技术专责,对在线表计故障率高、表计准确度不高等问题,负有技术管理不到位的责任,考核2000元。

  2.3.3)化学车间副书记兼副主任吴某某,作为车间内部党务工作的具体负责人,同时作为分管运行工作的副主任,对车间内部存在的在线表计操表数据分析、研究不到位,对运行人员责任心差等问题,负有直接管理责任,考核5000元。

  2.3.4)化学车间主任郭某某,作为车间安全管理第一责任人,对车间内部存在的化学监督不到位、对运行人员日常管理及化学在线仪表监督管理不到位等问题,负有主要管理责任,考核5000元。

  2.3.5)生产技术部化学专责李某某,作为厂级化学监督的管理人员,对长期存在的凝结水、给水溶氧超标及对汽水指标出现异常后分析、研究不及时、不到位,供热改造后对机组汽水指标影响缺乏分析研究等问题,负有化学监督管理不到位的责任,考核3000元。

  2.3.6)生产技术部副主任姚某某,作为部门分管技术监督工作的副主任,同时作为厂内供热改造工程负责人,对化学监督管理不到位的问题及供热改造工程分采取样装置未同步配备、在线检漏监测取样点选位不合理等问题,负有技术监督管理及工程管理不到位的责任,考核2000元。

  2.3.7)副总工程师孙某某,作为厂内汽机、化学专业的技术带头人,对长期存在的凝结水、给水溶氧超标及对汽水指标出现异常后分析、研究不及时、不到位,考核1000元。

  2.3.8)高级首席师兼检修公司总经理李某某,作为检修公司安全生产第一责任人,对长期存在的除氧器除氧能力不足及对化学专业存在的缺陷管理不到位、在线仪表检修管理不到位等问题,负有一定管理责任,考核500元。

  2.3.8)副总工程师兼运行管理部主任苏某某,作为分管运行专业的副总工程师,对集控运行人员水质异常锅炉排污调整不及时、化学监督运行专业存在的化学监督工作不到位等问题,负有一定管理责任,考核1000元。

  依据厂(公司)《控制机组非停专项工作奖励办法(试行)》,对责任单位及全厂(公司)生产系统、非生产系统员工考核如下,由生产技术部在年度控降非停专项奖励基金发放过程中兑现考核。

  依据《电力安全环保奖励基金管理办法(试行)》第2.2.5条规定,“供热机组在供热期发生非停”,属加重考核事件,对厂(公司)相关领导考核如下:

  图1:锅炉给水流量、主蒸汽流量、A/B引风机电流、汽包水位、炉膛负压等参数变化趋势图


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